PROSES ABSORPSI GAS H 2 S MENGGUNAKAN METILDIETANOLAMIN

Teks penuh

(1)

PROSES ABSORPSI GAS H2S MENGGUNAKAN

METILDIETANOLAMIN

Ririen,W.*, Bahruddin**; Zultiniar** *Alumni Teknik Kimia Universitas Riau

** Jurusan Teknik Kimia, Fakultas Teknik, Universitas Riau KampusBinawidyaKm12,5SimpangBaruPanam, Pekanbaru 28293

Ririen39@gmail.com

ABSTRACT

H2S in the oil and gas industry is undesirable because it can lead to corrosion of pipes and

equipment production. The purpose of this research is to study the effect of distance and the injection of absorbent flow rate. Absorption processes carried out continuously with free variables absorbent flow rate of 40 ml/min, 60 ml/min, 80 ml/min and 100 ml/min, with a distance of injection of 110 m, 140 m , and 170 m. The results of absorption H2S was

measured by using a gas detector tube system. H2S absorption process using

methyldiethanolamine as absorbent with flow rate variation of 40 ml/min is 170 ppm, absorbent flow rate of 60 ml/min is 150 ppm, absorbent flow rate of 80 ml /min and 100 ml/min which is 125 ppm . The concentration of H2S for the distance variation injection of

110 m that is 175 ppm , a distance of 140 m the injection of 150 ppm and at a distance of 170 m the injection of 125 ppm . The optimum conditions of hydrogen sulfide gas absorption process using methyldiethanolamine occurs at a flow rate of 80 ml/min at a distance of 170 m injection of H2S that can absorb as much as 58 % . The results showed that the greater the

flow rate of the absorbent and absorbent injection of the longer distance, the greater the absorption of H2S gas that occurs .

Keyword: absorption, corrosion, H2S, methyldiethanolamine

1. Pendahuluan

Indonesia merupakan salah satu negara penghasil dan pengekspor minyak bumi dan gas di dunia. Gas alam seperti juga minyak bumi merupakan senyawa hidrokarbon yang terdiri dari campuran beberapa macam gas hidrokarbon yang mudah terbakar dan non-hidrokarbon seperti N2, CO2 dan H2S.

Umumnya gas yang terbentuk sebagian besar dari metana (CH4), dan dapat juga termasuk

etana (C2H6) dan propana (C3H8). Gas alam

yang didapat dari dalam sumur di bawah bumi, biasanya bergabung dengan minyak bumi. Gas ini disebut sebagai gas associated. Ada juga sumur yang khusus menghasilkan

gas, sehingga gas yang dihasilkan disebut gas

non associated. Sekali dibawa ke atas

permukaan bumi, terhadap gas dilakukan pemisahan untuk menghilangkan impurities seperti air, gas-gas lain, pasir dan senyawa lainnya. Beberapa gas hidrokarbon seperti propana (C3H8) dan butan (C4H10) dipisahkan

dan dijual secara terpisah. Setelah diproses, gas alam yang bersih ditransmisikan ke titik-titik penggunaan melalui jaringan pipa, yang jauhnya dapat mencapai ribuan kilometer. Gas alam yang dikirim melalui pipa tersebut merupakan gas alam dalam bentuk yang murni karena hampir seluruhnya adalah metana (Pertamina,2009).

(2)

Proses korosi dalam industri minyak dan gas merupakan peristiwa yang terjadi secara alami, dimana potensi untuk terjadi korosi tersebut relatif besar. Salah atu penyebabnya adalah gas H2S yang terproduksi dari dalam

sumur gas maupun sumur minyak dan juga faktor yang tidak kalah pentingnya adalah material penyusun komponen-komponen fasilitas produksi yang memang mempunyai

susceptibility untuk terjadi korosi. Karena

terkait dengan proses produksi minyak dan gas, tentunya ada kemungkinan untuk melakukan adjustment terhadap parameter operasinya sehingga menurunkan resiko terjadinya korosi (Gofar, 2010).

Gas H2S dalam perpipaan bersifat

korosif yang dapat mengganggu pada peralatan-peralatan proses, oleh karena itu gas H2S perlu dipisahkan sebelum dilakukan

proses-proses lebih lanjut (Erlindaningsih, 2011). Gas berasal dari sumur gas dan sumur minyak mengandung gas H2S. Gas H2S larut

dalam air untuk membentuk asam yang lebih lemah dari asam karbonat, tetapi gas H2S

memiliki tingkat kelarutan yang lebih tinggi dibandingkan dengan CO2, yang bisa

meningkatkan kecepatan korosi dan dapat mengakibatkan kerusakan pada casing, tubing, sistem perpipaan dan surface fasilities

(Halimatuddahliana, 2003).

Berbagai teknologi proses penghilangan gas H2S dari campuran gas telah

dikembangkan. Salah satu metode penghilangan gas H2S yang banyak

diaplikasikan dalam industri adalah metode pemisahan absorpsi reaktif (absorpsi dengan reaksi kimia) dengan menggunakan pelarut yang mengandung absorben reaktif seperti karbonat (K2CO3) atau senyawa alkanolamine

(MEA, DEA, TEA dan MDEA). Studi tentang absorbsi reaktif gas H2S telah banyak

dilakukan. Cullinane, dkk (2005) telah melakukan studi absorpsi reaktif gas H2S

menggunakan larutan K2CO3 dengan

penambahan piperazine. Penambahan

piperazine menunjukkan peningkatan daya

absorpsi larutan K2CO3.

Berdasarkan latar belakang diatas maka perlu dilakukan pengamatan dalam bentuk penelitian yaitu dengan cara mengamati pengaruh penambahan MDEA pada proses produksi gas alam terhadap penurunan gas

H2S yang terkandung dalam gas alam yang

diproses di Bekasap Gas Plant. Ruang lingkup dari penelitian ini adalah mengamati proses penyerapan gas H2S yang terproduksi

bersama gas alam tanpa mempengaruhi kadar karbon dan senyawa lain yang terdapat pada gas alam.

Adapun tujuan yang akan dicapai dari penelitian ini adalah untuk memperoleh kondisi laju alir absorben metildietanolamin dan jarak penginjeksian absorben yang optimum pada proses absorpsi gas H2S.

2. Metodologi

Bahan yang digunakan

Bahan yang digunakan dalam penelitian ini adalah methyldiethanolamine (MDEA) dan gas alam dengan kandungan H2S 300 ppm.

Peralatan yang digunakan

Alat-alat yang digunakan dalam penelitian ini adalah pipa produksi (kolom absorpsi), tabung sampel gas alam, peralatan analisa gas H2S, pompa, dan stopwatch.

Variabel Penelitian

Variabel yang digunakan dalam penelitian ini terdiri dari variabel tetap dan variabel bebas. Variabel tetap dalam penelitian ini adalah laju alir umpan 2 MMSCFD, konsentrasi gas H2S 300 ppm, dan

konsentrasi absorben MDEA 0,01 M. Variabel bebas dalam penelitian ini adalah laju alir absorben 40 ml/menit, 60 ml/menit, 80 ml/menit dan 100 ml/menit, serta jarak penginjeksian absorben 110 m, 140 m, dan 170 m.

Persiapan sampel

Sebelum dilakukan penambahan MDEA terlebih dahulu sampel gas diambil untuk dilakukan pengukuran konsentrasi H2S awal.

Catat hasih pengukuran terhadap konsentrasi H2S sebelum ditambahkan absorben.

Penambahan Absorben

Pada penelitian ini, pengurangan konsentrasi H2S setelah ditambahkan MDEA

merupakan indikasi proses absorpsi yang terjadi pada proses kontinu. Sebelum

(3)

mengetahui pengurangan kosentrasi H2S

harus ditentukan terlebih dahulu laju alir dari keluaran tangki. Laju Alir diperoleh dengan mengatur bukaan kran pada tangki absorben beberapa kali hingga di peroleh laju alir yang sesuai dengan ukuran gelas penampung yang di gunakan. Untuk mendapatkan laju alir yang mendekati konstan, hal yang harus diperhatikan adalah level larutan absorben pada tangki umpan. Setelah itu, dilakukan percobaan dengan variasi laju alir absorben dan jarak penginjeksian.

Proses Absorpsi

Proses adsorpsi dilakukan secara

continue dengan memvariasikan laju alir

absorben (40 ml/menit, 60 ml/menit, 80 ml/menit dan 100 ml/menit). Gas alam sebagai larutan umpan dialirkan ke dalam pipa dengan laju alir tetap. Pengambilan hasil sampel dilakukan setiap 15 menit hingga tercapai keadaan konstan. Setelah itu konsentrasi gas H2S keluaran pipa dianalisa

secara dengan menggunakan gas detector. Proses absorpsi yang selanjutnya dilakukan dengan memvariasikan ukuran jarak penginjeksian pada pipa (110 m, 140 m dan 170 m) dengan menggunakan laju alir yang dianggap baik dari perlakuan sebelumnya.

Analisa Hasil

Penelitian ini dilakukan dengan cara menambahkan MDEA kedalam aliran gas alam dengan konsentrasi dan waktu reaksi yang berbeda-beda, MDEA diinjeksikan ke dalam aliran gas yang biasa disebut dengan metode injeksi langsung. Hal ini dilakukan setelah gas alam telah dipisahkan dari fase minyak dan air. Untuk pembacaan hasil digunakan alat gas detector tube system. Gas

detector tube system merupakan alat yang

dapat mengukur kadar H2S secara langsung

dilapangan. Sampel gas dimasukkan kedalam tabung gas, kemudian digunakan gas detector untuk mengukur kandungan gas H2S dengan

cara memasukkan tube ke tabung sampel, pada gas detector terdapat indicator yang menunjukkan bahwa gas detector telah selesai mengukur kandungan gas H2S, setelah itu

lepaskan tube dari tabung sampel dan pembacaan hasil dapat dilihat dengan melihat perbedaan warna pada tube.

Gambar 1. Tahapan Penelitian

3. Hasil dan Pembahasan

Pengaruh laju alir absorben metildietanoamin terhadap penyerapan gas H2S

Pengaruh kontiniu injeksi MDEA dititik beratkan pada proses penyerapan gas H2S

yang berada dalam gas alam didalam pipa, penelitian ini dilakukan untuk melihat

pengaruh injeksi MDEA dengan

memvariasikan volume MDEA terhadap penyerapan gas H2S yang terproduksi

bersama gas alam, pentingnya penyerepan terhadap H2S yang terproduksi bersama gas

alam karena kandungan gas H2S didalam

pipa dapat menyebabkan korosi didalam pipa produksi yang pada akhirnya akan memperngaruhi operasi pabrik.

Proses absorpsi dengan pengaruh volume absorben dilakukan pada dengan jarak penginjeksian atau panjang kolom 170 m, konsentrasi absorben 0,01 M, laju alir umpan

Mengambil sampel gas alam dari dalam pipa

Mengukur konsentrasi H2S menggunakan gas

detektor

Menambahkan MDEA secara kontiniu ke aliran gas dalam pipa dengan laju alir 40 ml/menit, 60 ml/menit,

80 ml/menit dan 100 ml/menit untuk jarak penginjeksian 170 m dari tempat pengambilan sampel

hasil

Mengambil sampel gas alam dan mengukur konsentrasi H2S setelah ditambahkan MDEA dengan

laju alir 40 ml/menit , 60 ml/menit, 80 ml/menit dan 100 ml/menit untuk jarak 170 m

Variasi jarak 110m dan 140m dengan menggunakan laju alir yang dianggap optimum dari perlakuan

sebelumnya.

Mengukur konsentrasi H2S untuk masing-masing

(4)

2 MMSCFD. Variasi voleme absorben yang diinjeksikan adalah 40 ml/menit, 60 ml/menit, 80 ml/menit dan 100 ml/menit.

Pengaruh volume absorben terhadap absorpsi gas H2S didalam gas alam ditampilkan pada gambar 2 berikut:

Gambar 2 Hubungan konsentrasi sisa gas H2S

dan waktu absorpsi pada variasi laju alir absorben

Dari Gambar 2 terlihat, bahwa volume absorben mempengaruhi proses absorpsi. Pada penginjeksian volume absorben yang paling kecil yaitu 40 ml/menit, grafik menunjukkan kondisi penyerapan tidak terjadi secara signifikan, hasil dari penyerapan tersebut masih menyisakan konsentrasi gas H2S didalam gas alam yakni 170 ppm. Untuk

volume penginjeksian absorben 60 ml/menit konsentrasi gas H2S yang masih terdapat

dalam gas alam 150 ppm, sedangkan untuk volume penginjeksian 80 ml/menit dan 100 ml/menit sisa konsentrasi gas H2S dalam gas

alam hanya tersisa 125 ppm.

Dapat disimpulkan bahwa absorben MDEA mampu menyerap gas H2S yang

terproduksi bersamaan dengan gas alam, hal ini menunjukkan bahwa kondisi optimum dari absorpsi gas H2S ini terdapat pada laju alir 80

ml/menit, penambahan laju alir absorben ridak lagi efektif dalam proses penyerapan gas H2S karena kondisi yang sudah jenuh.

Secara menyeluruh terlihat bahwa penambahan absorben MDEA kedalam gas alam dapat menurunkan kosentrasi gas H2S

yang berada dalam pipa produksi, hal ini sesuai dengan pernyataan Kohl (1997) yang

menyebutkan bahwa MDEA dapat menyerap gas H2S cukup selektif dalam waktu singkat.

Pengaruh jarak penginjeksian terhadap penyerapan gas H2S oleh absorben MDEA

Proses absorpsi dengan pengaruh panjang kolom dilakukan pada pipa gas dengan diameter 15.24 cm dengan laju alir absorben 80 ml/menit dan laju alir umpan 2 MMSCFD. Variasi jarak penginjeksian atau panjang kolom yang digunakan adalah 110 m, 140m, dan 170 m. Jarak penginjeksian terhadap penyerapan gas H2S ditampilkan

pada gambar 2 berikut,

Gambar 2 Hubungan konsentrasi sisa gas H2S dan waktu absorpsi pada variasi jarak

penginjeksian absorben

Dari Gambar 2 terlihat, bahwa jarak penginjeksian absorben mempengaruhi proses absorpsi. Pada jarak penginjeksian yang terpendek yaitu 110 m, grafik menunjukkan penyerapan gas H2S lebih sedikit yaitu

konsentrasi gas H2S keluaran pipa 175 ppm,

dibandingkan dengan jarak penginjeksian absorben 140 m dan 170 m yang masing-masing sebesar 150 ppm dan 125 ppm. Hal ini terjadi karena semakin dekat jarak penginjeksian atu semakin pendek jarak pipa yang digunakan untuk penyerapan gas H2S,

jumlah massa absorben yang berkontak dengan absorbat yang berkontak lebih sedikit dibadingkan dengan jarak penginjeksian atau panjang pipa yang lebih tinggi. Akibatnya waktu kontak abasorbat dengan adsorbent lebih singkat dan kondisi jenuh lebih cepat tercapai dan begitu pula sebaliknya [Cheremisinoff, 1978]. 0 50 100 150 200 250 300 15 45 75 105 K o n sen tr asi si sa H 2S (p p m ) Waktu (menit) Jarak penginjeksian absorben 110m Jarak penginjeksian absorben 140 m Jarak penginjeksian absorben 170 m 0 50 100 150 200 250 300 350 15 45 75 105 K o n sen tr asi si sa gas H 2S (p p m ) Waktu (menit) Laju alir absorben 40 ml/min Laju alir absorben 60 ml/min Laju alir absorben 80 ml/min Laju alir absorben 100 ml/min

(5)

4. Kesimpulan dan Saran Kesimpulan

Dari data hasil penelitian dapat diambil beberapa kesimpulan jarak peninjeksian absorben dan laju alir absorben pada penelitian ini berpengaruh pada absorpsi secara kontinu, semakin besar jarak dan laju alir absorben metildietanolamin maka semakin besar gas H2S yang diserap, hal ini

menunjukkan bahwa absorben

metildietanolamin efektif menyerap gas H2S

sebanyak 58%. Kondisi yang relatif baik untuk absorpsi gas H2S dengan MDEA yang

dilakukan pada pipa ialah pada kondisi laju alir absorben 80 ml/men dan jarak penginjeksian 170 m.

Saran

Untuk memaksimalkan dan

mengefisienkan pengarbsopsian gas H2S pada

pemrosesan gas alam yang selanjutnya digunakan sebagai bahan bakar turbin, perlu dibangun unit tersendiri seperti menara absorbsi untuk proses penghilangan gas H2S

yang terproduksi bersama gas alam agar penyerapan yang terjadi lebih optimal sehingga dapat meminimalisasi kerugian-kerugian yang kemungkinan terjadi, seperti korosi, dan penambahan biaya-biaya lain untuk perawatan alat.

Ucapan Terima Kasih

Terimakasih disampaikan kepada Bapak Dr.Ir.Bahruddin,MT selaku pembimbing 1 serta Ibu Dra.Zultiniar,Msi selaku pembimbing 2, keluarga serta teman-teman yang telah banyak membantu dalam penelitian ini.

Daftar Pustaka

Abdel, H.K. Aggour, M. & Fahim, M.A. (2003). Petroleum and gas field

processing. Kuwait : Kuwait University.

Cheremisinoff, F. A., 1978, Carbon Adsorption Handbook, Ann Arbort

Science Publisher Ind, Michigan, hal. Erlindaningsih, 2011, Pemodelan dan

eksperimen absorpsi multikomponen gas CO2 dan H2S dalam larutan K2CO3 dengan promoter MDEA pada packed column, Tesis, Institut

Teknologi Sepuluh November, Surabaya

Ghozali, M. & Indarti, R. 1996. Operasi Teknik Kimia. Bandung. Pusat Pengembangan Pendidikan Politeknik Gofar, I,A. 2010. Analisa laju korosi

berdasarkan perbandingan hasil kupon, corrosion modelling, dan pengukuran metal loss pada sistem perpipaan minyak dan gas bumi di lapangan lepas pantai. tesis. Fakultas Teknik. Universitas Indonesia. Depok.

Halimatuddahliana. 2003. Pencegahan Korosi dan Scale pada Proses Produksi Minyak Bumi. Tesis, Universitas Sumatera Utara, Medan

Kohl, A.L., & Nielsen, R.B. (1997). Gas

Purification. 5th ed. Houston. Texas.

Manning, F.S., & Thompson, R.E. (1991). Oil

field processing of petroleum volume one natural gas. Oklahoma: Tulsa.

Pertamina, 2009, Gas Untuk Masa Depan

Alam Sumber Energi,

http://www.pertamina.com, 5/11/2009. Wang, R. Zhou, C. & Liang, D,T. 2003.

Impact of DEA Solurion with and without CO2 Loading on Prous

polypropylene membranes intended for use as contactors. Journal of Membrane

science 229, 147-157.

World Health Organization. (2003). hydrogen sulfide Human health aspects. Geneva.

Figur

Memperbarui...

Referensi

  1. /www.pertamina.com
Related subjects :